Способ определения мембранообразующей способности буровых растворов на водной основе

 

ОП ИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ

Сеюэ Советских

Социалистических

Республик

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт. свид-ву— (22) Заявлено 150780 (21) 2963574/18-25 с присоединением заявки Но— (23) Приоритет—

Р1)М KN . 801 и 13./00

Государствеяный комятет

СССР по делам азобретеяяя . я открытяя (33) УДК 543.542 (088.8) Опубликовано 1%0133. Бюллетень Йо 2

Дата опубликования описания 1l.0183 . (72) Авторы изобретения

И.В. Адельсон и К.И. Коваленко:

1: -

1

Всесоюзный научно-исследовательский геологе- разведочный нефтяной институт (71) Заявитель (54) СНОСОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯфМЕИБРАНООБРАЗУЮЩЕЙ

СПОСОБНОСТИ БУРОВОГО PACTBOPA

HA ВОДНОЙ ОСНОВЕ

Изобретение относится к процессам бурения скважин, преимущественно к . процессам буренйя нефтянйх и 1аэбвЩ скважин, и может быть использовано при подборе буровых растворов для бурения неустойчивых глинистых порОд., Известно, что при подборе буровых растворов для бурения неустойчивых глинистых пород, основное внимание уделяют способности растворов предот« .вращать осмотическую и поверхностнуй гндратацию породы. .Известен сйособ определения r адра тирукщей способности растворов но на. буханию при взаимодействии буровых растворов с моделями глинистой пород(1) °

Однако этот способ не позволяет определять способность раствора подавлять осмотическую гидратацию, не позволяет определять способность бурового раствора предотвращать по верхностную гидратацию. Прн выборе раствора беэ учета поверхностной гидратации последний не может обес, лечить устойчивое состояние глинистых пород на стенках скважин.

Наиболее близким к предлагаемому является способ определения мембранообразукщей способности бурового раствора на водной основе, базирую щийся на исследовании осмотических процессов и заключающийся a,òîì, что шарики, изготовленные иэ вязких сланцев с высоким содержанием воды и со- лей, подвергаются воздействию змульсионных растворов на нефтяной основе, содержащих различные концентрации хло-. рида кальция в водной фазе или растворов на водной основе. По истечении некоторого времени шарики извлекаются из растворов и взвешиваются. По изменению веса шариков судят о наличии осмотических перетоков воды из растворов в глину или из глины в раствор. Растворы íà водной основе допускают регулирование осмотической гид ратации и не допускают регулирование поверхностной гидратации, так как они не образуют полупроннцаемый мемб.раны на породе 2 .

Недостатком способа является то, что он не позволяет определять способность буровых растворов на водной основе» предотвращать поверхностную гидратацию, т.е. образовывать полупроницаемую мембрану. Кроме того, указанный способ применим только. в тех случаях, когда глинис989385 6 7 S 9 10 11 24

Время,ч 0 1 е

2 3 4 5. При ращение объема раствора

СаС1

0 1,6 2,5 2,9 3,1 3,3 3,5 3,6 3,7 3,8 3,9 4,0 6,5 тые шарики имеют подвижную (свободную2 поровую воду.

Цель изобретения — сокращение сроков строительства нефтяных и газовых скважин путем выбора состава бурового раствора для бурения не- 5 устойчивых глинистых пород при температуре, соответствующей температуре скважины.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу определения10 мембранообраэующей способности бурового раствора на водной основе, базирующемуся на исследовании осмотических процессов, по одну сторону про» ницаемой перегородки помещают йодель 5 поровой жидкости глинистой породы, после пропитки перегородки по другую ее сторону помещают буровой раствор на водной основе, содержащий предполагаемые реагенты — мембранообразо-;у ватели, и фиксируют осмотический переток, по которому судят о способности раствора образовывать полупроницаемую мембрану.

С целью определения солестойкости 25 реагента-мембранообразователя, в буровой раствор постепенно вводят соль в количестве, необходимом для подавления гидратации глинистой породы.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.

В приборе типа осмометра по одну сторону проницаемой перегородки с величиной проницаемости близкой к проницаемости глинистой породы помещают модель поровой жидкости глинистой породы, которая пропитывает прони цаемую перегородку полностью за 3540 мин. По другую сторону пропитан ой проницаемой перегородки помещают буровой раствор на водной основе, 40 содержащий в своем составе предполагаемые реагенты-мембранообразователи, но не содержащий пока соль для подавления осмотической и поверхностной гидратации глинистой породы, Наблю- 45 дают за возможным возникновением осмо- .

Из данных таблицы видно, что объем модели поровой жидкости непре рывно увеличивается, что свидетельствует об образовании полупроницае- 0 мой мембраны на проницаемой перегородке.

Для проверки сохранения способности полимерного бурового раствора образовывать иолупроницаемую мембра- 65 тического перетока, наличие которого свидетельствует о способности бурового раствора образовывать полупроницаемую мембрану, При наличии осмотического перетока в буровой раствор постепенно вводят расчетное количество соли, которая необходима для подавления осмотичеакой и поверхностной гидратации глинистой породы и наблюдают за изменением перетока, Отсутст. вие изменений в осмотическом перетоке при расчетной концентрации солей в буровом растворе свидетельствует о солестойкости выбранных реагентовмембранообразователей.

Все перечисленные операции проводят при температуре, соответствующей температуре в скважине, и движении бурового раствора относительно проницаемой перегородки.

Пример 1. Полимерные раствора находят все более широкое применение при бурении нефтяных и газовых скважин. В качестве полимерного бурового раствора применен 5В-ныйбентонитовый глинистый раствор, обработанный 2% карбоксиметилцеллюлозы марки 500 КИЦ-500). КМЦ-500 вводят в буровой раствор как возможный реа-. гент-мембранообраэователь. Параметры ., бурового раствора следующие:плотностью

l,06 г/смэ, вязкость 64 с, статическое напряжение сдвига 26/40 мг/см водоотдача 4,4 см за 30 мин. По одну сторону проницаемой перегородки помещена модель поровой жидкости (раствор СаСГ с концентрацией

350 г/л).с температурой 50 С, пропитка проницаемой перегородки продолжается 35 мин. После пропитки по другую сторону проницаемой перегородки помещают глинистый раствор с температурой SO С и уровни обеих жидкостей выравнивают. Буровой раствор в процессе опыта перемешивают.

Динамика изменения объема раствора СаС6 во времени представлена в таблице. ну после добавки в буровой раствор соли, в него при перемешивании вводят хлористый натрий с доведением его концентрации до 5,10,15,20% и проводят наблюдения эа изменением объема СаСР во времени. Объем раствора СаС, при добавках хаористого натрия не изменяется, что свидетельствует о том, что полупроницаемая

5 989385 . 6

Формула изобретения. Составитель С, Беловодченко, редактор Н. Киштулинец Техред A.дч Корректор Г. решетник

Заказ 11113/60 Тираж 871 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская иаб., д. 4/5

Филиал ППП Патент, г. Ужгород, ул. Проектная, 4 мембрана сохранилась и полимерный буровой раствор с добавками поваренной соли может быть использован при бурении неустойчивых глинистых пород с соответстврлсщей минерализацией паровой жидкости и бурового раствора.

Пример 2. Для приготовления буровых растворов в качестве солестойкого реагента в больших объемах,применяется конденсированная сульфитспир.товая барда (КССБ) . Этот реагент исследуется в качестве возможного реагента-мембранаобразователя.

По одну сторону проницаемой перегородки помещена модель паровой жидкости (paczsop CaCf+ с концентра- f5 цией 350 г/л) с температурой 50 С.

Пропитку проницаемой перегородки продолжают 36 мин. После пропитки по другую сторону проницаемой перегоподки помещают буровой раствор с. тем- 20 пературой 50 С и уровни обеих жидкостей выравнивают. Буровой

7 раствор в процессе опыта пере- . мешивают.Состав буровогораствора следуккций:бентонитовая глина 7Ъ,КССБ 5%. 25

Параметры: плотность 1,1 г/см, вязкость

43 с, статическое напряжение сдвига

57/89 мг/см2; водоотдача 8 см за

30 мин. Суточные наблюдения показывают неизменность уровней .обеих жидкостей, что свидетельствует о том, что данный буровой раствор не образует полупроницаемой мембраны. Добавки соли в буровой раствор положения не изменяют.

Использование предлагаемого способа определения мембранообразующей. способности бурового раствора на водной основе, базирукицегося на исследовании осмотических процессов, обеспечивает по сравнению с известными . 4О возможность определения способности буровых растворов на водной основе предотвращать поверхностную гидрата цию независимо от состояния паровой воды; возможность выбора состава буро-45 ваго раствора на водной основе для бурения неустойчивых глинистых пород.

Предлагаемый способ определения ! мембранообразункцей способности буро,вого раствора на водной основе прае- 50 нен в производственных условиях для выбора соответствующих буровых растворов. Результаты испытаний

:подтверждают его обоснованность,; технологическую и экономическую эф- 55 фектнвность..

Бурят неустойчивые глинистые породы верхнего девона в интервале

2209-3300 м. В качестве реагентамембранообразователя используют гид-"ролизованный полиакрнлонитрил (гипа а для уравновешивания осмотических давлений в буровой раствор добавляют поваренную соль. В результате применения предлагаемого способа коммерческая скорость бурения в ука» занном интервале возросла в 1,66 раза, механическая скорость - в 1 33 раза, рейсовая — в 1,62 раза. Время на проработку ствола скважины снижено в 7,46 раза.

1. Способ определения мембранообразующей способности бурового yac1-. вора на водной основе, основанный на исследовании осмотических процессов, отличающийся тем, что, с целью сокращения сроков строительства нефтяных и газовых скважин путем выбора состава бурового раствора для бурения неустойчивых глинистых пород при температуре, соответствующей температуре скважины, по одну сторону проницаемой перегородки помещают модель перовой жидкости глинистой породы, после пропитки перегородки по другую ее сторону помещают буровой раствор на водной основе, содержащий предполагаемые реагенты-мембранообразователи, и фиксируют осмотический переток, по которому судят о способности раствора образовывать полупроницаемую мембрану.

2. Способ по п.1, о т л и ч а юшийся тем, что с целью определения солестойкости реагента-мемб ранообразователя, в буровой раствор. постепенно вводят соль в количестве, необходимом для подавления гидратации глинистой породы.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Липкес И.M и др. Взаимодействие глин триаса с различными системаре буровых растворов. — Труды В4лго» градНИПИНефть, вып.20, 1973, с.53.

2. Определение необходимой степени минералиэации растворов на неф» тяной основе. — Экспресс-информация.

"Нефте- и газодобывающая промыцлен-. ность", 9 47, 1969, с. 8-9 С прототип> .